2007:31 Säkerhets- och strålskyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 2006

SKI Rapport 2007:31

SSI Rapport 2007:09

ISSN 1104-1374 ISSN 0282-4434

Säkerhets- och strålskyddsläget vid de

svenska kärnkraftverken 2006

SKI Rapport 2007:31

SSI Rapport 2007:09

Säkerhets- och strålskyddsläget vid de

svenska kärnkraftverken 2006

Juli 2007

Bakgrund

Rapporter om säkerhets- och strålskyddsläget har tagits fram av Statens kärnkraftinspektion, SKI, och Statens strålskyddsinstitut, SSI, sedan 1990. De skrivs gemensamt av de båda myndigheterna på uppdrag av regeringen. SKI har samordningsansvaret för att rapporten är regeringen tillhanda senast den 1 maj årligen.

Myndigheterna gör i rapporterna en samlad värdering av säkerhets- och strålskyddsläget baserat på vad som framkommit i tillsynen eller på annat sätt under året. Bedömningarna i rapporterna grundas på relevanta lagar samt på föreskrifter som utfärdats av myndigheterna.

SKI konsulterar såväl reaktorsäkerhetsnämnden som styrelsen om sina bedömningar. SSI konsulterar sin styrelse. Rapporterna riktar sig framför allt till regeringen och riksdagen men även till berörda tillståndshavare. Det har också visat sig att rapporterna har ett stort informationsvärde varför även

SK

O.

KA~NKRAF"NSPEK1ION

Till Regeringen

MiljödeparwmenlCl 10333 STOCKHOLM

Statens

strålskyddsinstitut

2007-06-29

SKI20071419 SSl 2007/256-250

Säkerhets- och strålskyddsläget vid de svenska kärnkraftverken 2006

Regeringen har i regleringsbrev för budgetår 2007 uppdragit ål Statens

kämkraftinspektion (SKl) att i samverkan med Statens strålskyddsinstitut (SS!) senast den I maj 2007 till regeringen redovisa säkerhets- och strålskyddsläget vid dc svenska kärnkraftverken l regeringsskrivelse M2007/1920/Mk datum 2007-04-30 beviljades SKI:s anhållan om utsträckt tid fOr rapporteringen till l den juli 2007. SKl skall svara

tör all den samlade redovisningen konuner regeringen tillhanda.

Rapporten har behandlats i SKI:s reaktorsäkerhetsnämnd som därvid biträtt SKl i de

säkerhetsbedömningar som redovisas i sammanfattningen. SKI:s och SSI:s styrelser har

konsulterats i ärendet enligt 22§ verksfOrordningen (SFS 1995:1322). Bägge styrelserna fann, utifrån dc synpunkter styrelserna har att beakta, inget att erinra mot de säkerhets·

och strålskyddsbedömningar

som

RedovIsningen av säkerhets- och strålskyddsläget vid dc svenska kärnkraftverken 2006

överlämnas hänned.

Innehållsförteckning

Sammanfattning och slutsatser... 1

1. Utgångspunkter och bedömningsgrunder... 5

2. Drifterfarenheter... 7

3. Teknik och åldrandefrågor ... 14

Kraven på anläggningarnas åldringshanteringsprogram utvidgas... 14

Skadeutvecklingen i stort och påverkande faktorer... 15

4. Härd- och bränslefrågor ... 24

Främmande föremål fortsätter ge upphov till bränsleskador... 24

Uppföljning av böjt bränsle fortsätter ... 25

Ökad utbränning och anrikning... 25

Fortsatt arbete med effekthöjningar ... 26

Högsta tillåtna termisk effekt förtydligas ... 29

5. Säkerhetsförbättringar av reaktorerna ... 31

Nya föreskrifter om konstruktion och utförande av kärnkraftsreaktorer... 31

Moderniseringsprojekt ... 31

Uppdatering av säkerhetsredovisningar och de säkerhetstekniska driftförutsättningarna... 32

Probabilistiska säkerhetsanalyser ... 33

6. Organisation, kompetenssäkring och säkerhetskultur ... 34

Med fokus på säkerhetskulturen... 34

Förändringar av organisation och hur verksamheter styrs och säkerhetsgranskas ... 36

Fortsatt utveckling av ledningssystem och internrevisioner ... 37

MTO perspektiv i moderniseringsarbetet... 37

Händelseutredning och Erfarenhetsåterföring... 38

Kompetens- och resurssäkring ... 39

7. Fysiskt skydd... 40

8. Kärnämneskontroll ... 41

9. Strålskyddsläget ... 42

Sammanfattning och bedömning... 42

Personalstrålskydd och organisation ... 42

Anläggningsspecifikt... 45

Miljöprövningar ... 47

Utsläpp till omgivningen ... 49

Rapportering av utsläppsdata samt nya mål- och referensvärden ... 50

Händelser, avvikelser ... 51

Omgivningskontroll ... 51

Avveckling ... 52

10. Avfallshantering ... 53

Behandling, mellanlagring och slutförvaring av kärnavfall ... 53

Använt kärnbränsle ... 54

Sammanfattning och slutsatser

25 juli-händelsen

Säkerhetsproblemen i el-systemen vid reaktor Forsmark 1 var den dominerande händelsen i de svenska kärntekniska anläggningarna under 2006. Händelsen har fått stor betydelse för synen på tillförlitligheten när det gäller säkerhetssystems funktioner och har väckt stor internationell uppmärksamhet. I samband med SKI:s utredning av händelsen konstaterades att bolagets ledningssystem inte tillämpades fullt ut i samband med tekniska ändringar och provningar. Hur väl tillståndshavaren följer sitt ledningssystem är en viktig indikator för säkerhetskulturen.

Som en följd av dessa uppdagade brister i Forsmark har SKI omprövat sin tidigare positiva bedömning av säkerhetsarbetet vid Forsmarksverket. Detta har bland annat inneburit att SKI ställt Forsmarksverket under s.k. särskild tillsyn1. I ett kompletterande yttrande till regeringen den 1 november 2006 informerade SKI även att för det fall regeringen skulle bevilja

Forsmarks Kraftgrupps ansökan om effekthöjning i bolaget reaktorer har myndigheten inte för avsikt att inleda granskning av underlag och därmed inte heller medge provdrift med en högre termisk effekt så länge som den särskilda tillsynen kvarstår.

Händelsen den 25 juli 2006 ledde inte till några utsläpp av radioaktiva ämnen till omgiv-ningen.

Stora säkerhetsmoderniseringar förbereds

Svensk kärnkraftsindustri har gått in i en mycket intensiv period. Det kan bli den mest intensiva perioden inom branschen sedan uppbyggnadsskedet under 1970-talet. Omfattande säkerhetsmoderniseringar kommer att genomföras, huvudsakligen som en följd av SKI:s föreskrifter, SKIFS 2004:2, om konstruktion och utförande av kärnkraftsreaktorer. Dessa föreskrifter baseras på senare års drifterfarenheter och resultat av säkerhetsanalyser, resultat från forsknings- och utvecklingsprojekt, samt den senaste utvecklingen av IAEA:s säkerhets-standarder och de industrisäkerhets-standarder som tillämpades vid uppförandet av anläggningarna. Syftet med föreskrifterna är att driva på och styra upp industrins moderniseringsprogram så att reaktorerna skall kunna motsvara moderna säkerhetskrav under lång tid framöver. Detta i tillägg till de säkerhetskrav som redan uppfylls.

Föreskrifterna innebär att ett varierande antal tillkommande analyser och anläggnings-ändringar behöver göras vid kärnkraftreaktorerna. Dessa anläggnings-ändringar behöver närmare specifi-ceras, projekteras, upphandlas, säkerhetsgranskas och installeras samt införas i anläggningar-nas säkerhetsredovisningar. Detta är en process som tar flera år. Det är viktigt för säkerheten att tillståndshavarna får tillräcklig tid att genomföra åtgärderna med hög kvalitet i varje led. Därför beslutade SKI:s styrelse att åtgärder för att uppfylla vissa av bestämmelserna i

1

Begreppet särskild tillsyn tillämpas vanligen i samband med provdrift av nya anläggningar och efter större ombyggnader i befintliga anläggningar. Särskild tillsyn kan också tillämpas vid andra omständigheter av säkerhetsmässig betydelse. Den särskilda tillsynen innefattar speciell uppmärksamhet från SKI:s sida genom särskilt inriktad inspektionsverksamhet samt med krav på särskild redovisning vid specificerade tidpunkter. I vissa fall är sådana redovisningar förknippade med krav på godkännande av SKI.

föreskrifterna skall genomföras senast vid de tidpunkter SKI bestämmer. Bakom detta beslut ligger insikten att reaktorerna uppfyller de krav som gäller för att kunna vara i drift under den tid som moderniseringsprogrammet pågår.

Inledningsvis fick tillståndshavarna tid till den 1 januari 2006 att redovisa preciserade reaktor-specifika åtgärdsprogram för att uppfylla de nya föreskrifterna. Beslut om åtgärdstider för reaktorerna i Forsmark fattade SKI vid årsskiftet 2005/2006. Beslut om åtgärdstider för övriga reaktorer fattade SKI den 10 maj 2005. Vissa åtgärder är redan genomförda, andra pågår och många planeras. Programmen sträcker sig till år 2013.

Under året har även omfattande åtgärder vidtagits vid reaktorerna för att uppfylla SKI:s föreskrifter, SKIFS 2005:1, om fysikt skydd av kärntekniska anläggningar. Dessa föreskrifter trädde med vissa undantag i kraft den 1 januari 2007, och innehåller skärpta krav på tekniska, organisatoriska och administrativa åtgärder för att förhindra obehörigt intrång, sabotage eller annan sådan påverkan.

Effekthöjningar

I tillståndet för drift av en reaktor anges en högsta termisk effekt som får tas ut av reaktorn. För att höja den högsta termiska krävs tillstånd av regeringen. För ett flertal svenska reaktorer har effekthöjningar tidigare gjorts under 1980-talet. Nu planeras ytterligare höjningar.

Regeringen har beslutat om tillstånd att höja effekten i tre reaktorer (Ringhals 1 och 3 samt Oskarshamn 3) och SKI har för två av dessa beslutat godkänna provdrift vid en högre effekt. Forsmark Kraftgrupp AB har ansökt om regeringens tillstånd att höja den termiska effekten i reaktorerna Forsmark 1-3. SKI har yttrat sig över dessa ansökningar men regeringen har ännu inte tagit ställning, bl.a. med hänsyn till att miljöprövningen inte är klar och att Forsmarks Kraftgrupp AB står under SKI:s särskilda tillsyn. Ringhals AB har aviserat att man under senhösten 2007 inkommer med en ansökan om att höja effekten även vid Ringhals 4. Det finns dessutom planer på att höja effekten vid Ringhals 1 utöver den mindre höjning som regeringen nu har beslutat om tillstånd för. OKG Aktiebolag har aviserat att en ansökan om att höja effekten i Oskarshamn 2 kommer att lämnas in till SKI vid årsskiftet 2007/2008. I samband med de utredningar SKI har gjort med anledning av tillståndshavarnas ansökningar om att höja den högsta tillåtna uttagbara termiska effekten har SKI funnit att principerna för bestämningen av den termiska effekten vid drift av en reaktor behöver förtydligas. SKI har därför beslutat om nya tillståndsvillkor för reaktorerna.

Samlad bedömning av säkerhetsläget vid reaktorerna

Säkerheten vid reaktorerna upprätthålls på en godtagbar nivå. Det finns inga kända brister i barriärerna som medför utsläpp av radioaktiva ämnen som överstiger gällande gränser. SKI har i sin tillsyn under året konstaterat att det i varierande grad finns behov att ytterligare förbättra ledningen, styrningen och uppföljningen av säkerhetsarbetet vid reaktorerna. Detta har påtalats för tillståndshavarna, och i vissa fall har SKI även beslutat om föreläggande att förbättringsåtgärder skall vidtas.

Vid Barsebäcksverkat har allt bränsle tagits bort från reaktorn Barsebäck 2. De bägge

reaktorerna har därmed övergått i driftläge ”servicedrift” och arbete har pågått under året för att anpassa organisationen till den nya situationen.

Vid Forsmarksverket har det under året utöver den s.k. 25-juli-händelsen inträffat ett antal andra händelser som visat på kvalitetsbrister och brister i förhållningssätt till säkerheten. En lång period av produktionsår med få störningar i verksamheten har därmed brutits. Till följd av detta har SKI planerat särskilda tillsynsinsatser för att följa upp de åtgärder bolaget nu vidtar för att komma till rätta med uppdagade brister och tillse att dessa får avsedd effekt. Vid Oskarhamnsverket pågår omfattande åtgärder för att uppfylla de skärpta säkerhetskraven och de skärpta kraven på fysiskt skydd. Oskarshamn 1 ställdes av en längre period under andra halvåret 2006 för att bygga om delar i el-systemen eftersom reaktorn hade en liknande utformning i den avbrottsfria el-försörjningen som Forsmark 1. Ombyggnaden var klar i slutet av januari 2007 och SKI kunde medge att reaktorn åter fick tas i drift

Även vid Ringhalsverket pågår omfattande åtgärder för att uppfylla de skärpta säkerhet-skraven och de skärpta kraven på fysiskt skydd. Vid Ringhals 1 och 2 byggs kontroll- och övervakningssystemen om. Vid Ringhals 1 och 3 har åtgärder vidtagits under 2006 för att kunna inleda provdrift vid högre termisk effekt. SKI har under första halvåret 2007 beslutat godkänna provdrift av de bägge reaktorerna vid högre effekt. I november inträffade en explosionsartad brand en lokal transformator utanför reaktorinneslutningen i Ringhals 3. Reaktorn snabbstoppade och alla säkerhetssystem fungerade som avsett.

Strålskyddsläget

Personalstrålskyddet vid kärnkraftverken bedrivs så att individ- och kollektivdoser hålls på en internationellt jämförbar nivå sett till befintlig strålmiljö och utförda arbetsinsatser. Inga allvarliga incidenter med intag av radioaktiva ämnen eller hög bestrålning av personal har noterats.

Utsläppen från anläggningarna uppskattas ge doser till kritisk grupp som är mindre än en hundradel av gällande gränsvärden. Under en rad av år har dock Forsmark haft återkommande problem med mätning av främst luftutsläpp. Den uppföljning SSI haft av dessa problem pekar på en kombination av tekniska och organisatoriska problem. På SSI:s initiativ har FKA arbetat fram en åtgärdsplan för att komma till rätta med de felfungerande mätsystemen. I samband med de miljöprövningar av effekthöjningar som varit har tillämpningen av BAT efter effekthöjningarna prövats. SSI har därvid krävt att utsläppsreducerande åtgärderna ska införas senast i samband med höjningen av effekten vid anläggningarna och att utsläppen inte ska öka. Miljödomstolen i Vänersborg och i Växjö har i de tillstånd som utfärdats tagit hänsyn till SSI:s ståndpunkt och satt som villkor att utsläppsreducerande åtgärder skall vidtas som leder till en minskning av de totala utsläppen av radioaktiva ämnen.

När det gäller anmälningar och rapporteringar i enlighet med de krav som ställs i SSI:s författningssamling uppfyller anläggningarna de krav som SSI ställer. Undantaget är Forsmark som vid ett flertal tillfällen har inkommit för sent med rapporteringar om drift-störningar i samband med mätning av utsläpp av radioaktiva ämnen.

SSI bedömer att anläggningarna har visat en öppenhet i rapportering av uppkomna fel och incidenter. Bakomliggande orsaker till rapporterade händelser har främst varit avsaknad av eller otillräckliga instruktioner och bristande kontroll av att givna instruktioner följs. Anläggningarna har hanterat de uppkomna bristerna på ett tillfredställande sätt och har redovisat åtgärder för att förhindra liknande händelser

Kärnämneskontroll och avfallshantering

Under 2006 har såväl SKI som internationella atomenergiorganet, IAEA, och Euroatom genomfört inspektioner av hur kärnämneskontrollen hanteras vid kärnkraftverken. Totalt har 81 inspektioner genomförts. Vid inspektionerna har inget framkommit som tyder på brister i kärnämneskontrollen.

SKI och SSI bedömer att behandling, mellanlagring och förberedelser för slutförvaring av kärnavfall har genomförts under året enligt myndigheternas föreskrifter.

Haveriberedskapen

SKI och SSI har under året fortsatt följa och driva på utvecklingen av haveriberedskapen vid reaktorerna. De frågor som ägnats särskild uppmärksamhet under året är

övningsverk-samheten och informationsöverföring till räddningsledning och berörda myndigheter i en haverisituation. SSI har under året även följt upp hur de nya föreskrifterna, SSI FS 2005:2, uppfylls. Myndigheterna kan konstatera att haveriberedskapen har förbättrats vid reaktorerna men att ytterligare åtgärder behövs.

1.

Utgångspunkter och bedömningsgrunder

Av lagen (1984:3) om kärnteknisk (kärntekniklagen) verksamhet följer att de som har tillstånd att bedriva kärnteknisk verksamhet har det fulla och odelade ansvaret för att vidta de åtgärder som behövs för att upprätthålla säkerheten. I lagen föreskrivs att säkerheten ska upprätthållas genom att tillståndshavarna vidtar de åtgärder som krävs för att förebygga fel i eller felaktig funktion hos utrustning och felaktigt handlande hos personal samt andra omständigheter som kan leda till en radiologisk olycka.

På motsvarande sätt föreskrivs i strålskyddslagen (1988:220) att den som bedriver verksamhet med strålning skall med hänsyn till verksamhetens art och de förhållanden under vilka den bedrivs vidta de åtgärder och iaktta de försiktighetsmått som behövs för att hindra eller motverka skada på människor, djur och miljö.

Med detta som utgångspunkt skall myndigheterna i sin tillsyn tydliggöra innebörden av tillståndshavarnas ansvar och förvissa sig om att de efterlever uppställda krav och villkor för verksamheten samt uppnår hög kvalitet i deras säkerhets- och strålskyddsarbete.

Grundläggande principer för kärnsäkerhet och strålskydd

Säkerheten vid de svenska kärnkraftanläggningarna ska bygga på den så kallade djupförsvars-principen för att skydda människor och miljö från skadeverkningar från en kärnteknisk anläggning. Djupförsvarsprincipen, se figur 1, är en internationellt vedertagen princip och är stadfäst i den internationella kärnsäkerhetskonventionen och i SKI:s föreskrifter likväl som i många andra nationella kärnsäkerhetsföreskrifter.

Djupförsvaret förutsätter att det finns ett antal särskilt anpassade fysiska barriärer placerade mellan det radioaktiva materialet och en anläggnings personal och omgivning. För kärnkrafts-reaktorer under drift består barriärerna av själva bränslet (bränslekuts), bränslekapslingen, reaktorns tryckbärande primärsystem och reaktorinneslutningen.

Dessutom förutsätter djupförsvaret att det vid anläggningen finns en god säkerhetsledning, styrning, organisation och säkerhetskultur samt tillräckliga ekonomiska och personella resurser samt personal som har nödvändig kompetens och som ges rätta arbetsförutsättningar. I djupförsvaret tillämpas sedan ett antal olika typer av tekniska system liksom operationella åtgärder och administrativa rutiner för att skydda barriärerna och vidmakthålla deras

effektivitet under normaldrift och under förutsedda driftstörningar och haverier. Om detta misslyckas ska förberedda åtgärder finnas i avsikt att begränsa och lindra konsekvenserna av en svårare olycka.

För att säkerheten som helhet ska vara betryggande i en anläggning, analyseras vilka barriärer som måste vara i funktion och vilka delar på olika nivåer i djupförsvaret som måste vara i funktion vid olika driftlägen. När en anläggning är i full drift ska samtliga barriärer och delar av djupförsvaret vara i funktion. När anläggningen är avställd för underhåll eller då någon barriär eller del av djupförsvaret måste försättas ur funktion av annat skäl, kompenseras detta genom andra åtgärder av teknisk, operativ eller administrativ natur.

Logiken i djupförsvaret är således att om en nivå i försvaret misslyckas träder nästa nivå in. Ett fel i en utrustning eller i handhavandet på en nivå, eller kombinationer av fel som

samtidigt inträffar på olika nivåer, ska inte kunna äventyra funktionen hos efterföljande nivå. Oberoendet mellan de olika nivåerna i djupförsvaret är väsentligt för att kunna uppnå detta. Även strålskyddet i Sverige bedrivs enligt internationellt erkända principer. Dessa utgår ifrån att nyttan vägs mot risken, och är:

- användningen av strålning ska vara berättigad, d.v.s. ingen onödig användning ska tillåtas - användningen ska optimeras, d.v.s. stråldoserna ska hållas så låga som rimligen är möjligt - doser till alla individer ska hållas under SSI:s dosgränser.

De krav som SKI ställer på barriärer och de olika leden i djupförsvaret preciseras i SKI:s föreskrifter och allmänna råd. På motsvarande sätt har SSI i föreskrifter preciserat strål-skyddskraven. Tillsammans ger dessa rättsakter viktiga utgångspunkter och bedömnings-grunder för SKI:s och SSI:s överväganden i denna rapport.

2.

Drifterfarenheter

Den händelse under 2006 som uppmärksammats särskilt och satt fokus på säkerhetskultur och även rönt internationell uppmärksamhet är händelsen vid Forsmark 1 den 25 juli. SKI genom-förde då en s.k.RASK-utredning2. Syftet med dessa utredningar är att SKI genom en egen utredningsgrupp på plats vid den aktuella anläggningen skapar sig en egen oberoende bild av det inträffade, händelseförlopp och vidtagna åtgärder inom ett till två dygn efter inträffad händelse eller uppdagade förhållanden. Ytterliggare två RASK-utredningar genomfördes under 2006. I kronologisk ordning utreddes:

• Fel i utrustning för att bestämma den termiska effektnivån vid Forsmark 1. • Den elektriska störningen vid Forsmark 1 den 25 juli som orsakade att 2 av 4

säkerhetssystem felfungerade.

• Läckage från reaktorinneslutningen vid Forsmark 2, upptäckt i samband med återstart efter revision.

Under året har sex händelser klassats som nivå 1 eller högre på den på den 7-gradiga internationella INES-skalan. Händelserna är:

• Forsmark 1 den 25 juli, risk för bortfall av batterisäkrat nät, nivå 2 • Forsmark 2 risk för bortfall av batterisäkrat nät, nivå 1

• Forsmark 2 utebliven snabbomkoppling, nivå 1, • Oskarshamn 2 fel på gasturbin, nivå 1,

• Ringhals 3 läckage från reaktorinneslutningen, nivå 1 och • Ringhals 3 bortfall av yttre inmatningsväg för elmatning nivå 1, Händelserna beskrivs närmare under respektive tillståndshavares rubrik.

Barsebäck (BKAB)

Barsebäck 1 (B1) är avställd sedan 1999. Huvuduppgifterna för den del av personalen som arbetar med B1 har varit att bygga upp avvecklingskunskap och dokumentera anläggningens status inför kommande rivning samt att vara ett resursstöd till Barsebäck 2 (B2). Till följd av regeringsbeslut stängdes B2 den 31 maj 2005. Den 10 juni 2005 var härden urladdad och allt bränsle placerat i bränslebassängerna. B2 har sedan dess haft driftläget ”urladdad härd”. Den 1 juli 2005 infördes en ny organisation som anpassats till avställningen av B2. Den stora skill-naden mot tidigare organisation är minskningen av personal. Principerna för ansvarsfördel-ning och säkerhetsledansvarsfördel-ning är dock oförändrad. Driftåtgärder som pågått efter den slutliga avställningen är periodisk provning enligt STF och viss provning av icke kravställda system som BKAB önskar vidmakthålla god status på.

Den 1 december 2006 lämnade det sista bränslet B2 och man gick även på B2 över i driftläge ”servicedrift”.

BKAB har sedan beslutet om stängning arbetat enligt en långsiktig plan för avvecklig.

Specifikt för 2006 har högsta prioritet varit att transportera bort så mycket radioaktivt material som möjligt från stationen. Man har även på BKAB arbetat med ett projekt för att ställa om stationen så att ingen kontinuerlig övervakning av processen krävs. Den långsiktiga planen innehåller även de personalomställningar som behöver göras för att säkerställa att man har tillräckligt med personal med rätt kompetens under de olika faserna i avvecklingsprocessen. Vid årsskiftet 2006/2007 skedde enligt planen ytterligare neddragningar i personalstyrkan vilket innebär att det för närvarande är ca 30 personer som är involverade i driften av BKAB.

Forsmark (FKA) Forsmark 1 (F1)

Året har kännetecknats av ett flertal problem och störningar.

F1 har tillstånd att driva anläggningen vid 108 % vilket motsvarar 2928 MW termisk effekt. Sommaren 2005 bytte F1 lågtrycksturbiner och i mitten på mars 2006 genomfördes mätningar av leverantören för att verifiera de nya turbinernas prestanda. Preliminärt resultat av

mätningarna gav misstanke om att anläggningen drevs med en något högre effekt än 108 % och SKI informerades om detta i slutet på mars. I början på april sänktes effekten med 1 %. Anledningen till mätfelet bedömdes vara problem med flödesmätningen i matarvatten-systemet. SKI genomförde en händelseinitierad RASK-utredning med avseende på hur man hanterade situationen internt inom FKA. Efter en vecka sänktes effekten med ytterligare 1 %. En effektnivå som senare behölls fram till att coast-down inleddes strax innan revision. Revisionen inleddes den 11/6 och avslutades den 19/6. Tidsstyrande för revisionens längd var bränslebyte. Eftersom revisionen var kort minimerades omfattningen av underhållsåtgärder och anläggningsändringar. Revisionen gick bra, dock har man haft problem med skalventiler och detektorerna för neutronflödesmätningen i lågeffektområdet. Vid uppgång fick man också ett snabbstopp pga. hög nivå i reaktortanken vid sköljning av matarvattenledningar.

Förbättrade föreberedelser och förbättrad planering av revisionen är något man kommer att ta med sig till nästa år. Metoden med Pre-job-briefing tycker man fungerar mycket bra. Rutin för registerkontroll av entreprenörer har fungerat bra. Inga störningar har noterats till följd av införandet av denna rutin. Vid drogtest har det konstateras ett par positiva utslag. Den bränsleskada man tidigare under året identifierat åtgärdades också under revisionen.

Den 25 juli 2006 klockan 13.20 inträffade en kortslutning i 400 kV ställverket vid Forsmarks

kärnkraftverk. Anläggningen styrde ner reaktoreffekten genom delsnabbstopp och ned-styrning av huvudcirkulationspumparna och övergick kortvarigt till husturbindrift dvs. el-generering enbart för anläggningens egna behov. Strax därefter snabbstoppades reaktorn. Kortslutningen ledde till kraftiga spänningsvariationer som fortplantade sig in i flera av anläggningens interna elsystem. Även 2 av 4 elsystem som med hjälp av batterier skall säkra avbrottsfri kraft till viktiga säkerhetssystem påverkades. Vid bortfall av yttre elmatning ges automatiskt startsignal till de fyra dieseldrivna generatorerna som skall leverera reservkraft till stationens säkerhetssystem. Samtliga dieselgeneratorer startade automatiskt. Eftersom

inkopplingen av dem är beroende av el från det avbrottsfria nätet stoppades två av diesel-generatorerna. Bortfallet av avbrottsfri kraft ledde även till att mätning, registrering och övervakningsmöjligheter delvis försvann i kontrollrummet

Efter 22 minuter genomfördes i kontrollrummet en manuell återinkoppling mot ordinarie nät av de 2 dieselskenor som matades av de stoppade dieslarna. Detta ledde till att läget

stabilt i driftläge varm avställd reaktor, d.v.s. säkert underkritisk reaktor med reaktor-vattentemperatur över 100oC.

Sammantaget innebar händelsen att viktig säkerhetsrelaterad utrustning slogs ut av en gemensam felorsak, s.k. CCF. Dessutom var händelsen inte förutsedd och återfanns därför inte som en analyserad förutsättning enligt säkerhetsredovisningen (SAR) för reaktorn. Härden var under hela händelsen tillräckligt kyld och reaktortanken utsattes inte för otillåtna belastningar.

SKI informerades om händelsen inom 1 timme efter snabbstoppet.

Vid tidpunkten för störningen var F3 i drift med full effekt men påverkades inte eftersom de är anslutna till ett annat ställverk. F2 var avställd för revision.

En RASK-utredning genomfördes med avseende på hur FKA hanterade situationen för att skaffa SKI en egen oberoende bild av förloppet och FKA:s hantering av händelsen. Händelsen har klassats som kategori 1 händelse enligt SKIF 2004:1 vilket kräver extra utredning och beslut av SKI för återstart. Händelsen klassades till en INES-2 på den sjugradiga

internationella INES-skalan. Återstart skedde den 29 september efter godkännande av SKI. SKI:s beslut den 28/9 innebar att hela FKA sattes under s.k. särskild tillsyn, vilket i detta fall innebär ökat krav på daglig rapportering, redovisning av återstartsbeslut innan återstart samt utökad tillsyn av SKI. Beslutet gäller tills vidare.

I samband med ett turbinprov, lastfrånslagsprov, den 11 oktober på F1 gick det inte att återställa delsnabbstoppet pga. felinställda reläer. Under försöken att åtgärda detta utlöstes inskruvning av styrstavarna, operatörerna löste då manuellt snabbstopp. En erfarenhet är att provning efter anläggningsändring ska utföras mer heltäckande då detta fel initierats av en anläggningsändring och inte upptäcktes vid provningen.

I mitten på december stoppades anläggningen under ett par dagar för åtgärd av en ångskal-ventil som fastnat i stängt läge efter rutinmässigt prov. I samband med nedgången erhölls en oönskad effekthöjning då ett fel uppstod i reglerutrustningen för reaktorns huvudcirkulations-pumpar, vilket medförde att pumparna ökade kylflödet genom härden till motsvarande flödet för full effekt. Under julhelgen reducerades effekten för åtgärd av ett oljeläckage i en av turbinanläggningarna.

Forsmark 2 (F2)

Revisionen på F2 inleddes den 16 juli, den var F2:s längsta och mest omfattande (78 dygn) och innebar till stora delar samma åtgärder som utfördes på F1 2005. Revisionen förlöpte bra, men försenades med anledning av de åtgärder som blev följden av F1-händelsen 25 juli. Stora anläggningsändringar har styrt revisionen detta år på F2 bl.a. byte av lågtrycksturbiner, om-byggnad av 6kV-ställverket samt eltavlan i centrala kontrollrummet, CKR, införande av cyklonfilter för infångning av partiklar i matarvattenledningen samt byte av den övre toroiden i reaktorinneslutningen.

Med anledning av den inträffade händelsen på F1 den 25 juli och beroende på att uppbygg-naden är identisk för F2 klassades händelsen för F2:s del som nivå 1 på den 7-gradiga internationella INES-skalan.

I samband med start efter revisionen kortslöts en neutronflödesdetektor som då gick till maximalt utslag, 500 %. Detta gav ett så stort bidrag till den medelvärdesbildade mätningen att denna kom över den gräns som ger överkoppling av övervakningen från lågeffekt till effektdrift. Därmed förhindras övervakningen i lågeffektområdet att initiera säkerhetsåtgärder. F1 och F2 har vidtagit kompensatorisk åtgärder för att garantera säkerhetsfunktionen vid kortsluten netronflödesdetektor i lågeffektområdet.

Vid F2:s återstart efter revisionen 2006 erhölls larm för läckage i reaktorinneslutningens kupol. Vid efterföljande läckagesökning upptäcktes defekter i reaktorinneslutningens övre toroid som hade uppstått i samband med bytet under revisionen. Med anledning av det inträffade genomförde SKI den 11 oktober en händelseinitierad RASK-utredning. Toroiden fick repareras och SKI krävde en genomgång av övriga provprotokoll innan återstart. I samband med provning av omkoppling mellan olika inkopplingsalternativ till 6 kV:s skenorna upptäcktes fel som innebar att för vissa störningar skulle inte den automatiska omkopplingen ha fungerat. Felet har inte upptäckts via den ordinarie provningen. Händelsen klassades som nivå 1 på den 7-gradiga internationella INES-skalan.

Forsmark 3 (F3)

Revisionen inleddes 28 maj och avslutades 9 juni, ett dygn senare än planerat. Förseningen berodde på oplanerade åtgärder som krävdes för att åtgärda ett ventilläckage som uppmärk-sammades vid återstarten. Under revisionen genomfördes utöver bränsleomladdning rutin-mässig service och kontroll av en mängd utrustning. Vid en sådan kontroll uppmärksammades vid täthetsprovning att en huvudångskalventil hade ett internt läckage som översteg tillåten gräns. Läckaget rapporterades i enlighet med föreskrifterna och åtgärdades innan återstart. I samband med provning under planerat underhåll i september upptäcktes felkopplingar i reaktorns säkerhetssystem för rumsövervakning. Det inträffade visade på brister i den provning som genomfördes i samband med ombygganden under revisionen.

Den 7 december gick en 10 kV brytare till matningen av huvudcirkulationspumparna, HCP, ifrån innebärande att de båda huvudcirkulationspumparna som matas från A-suben stoppade. Reaktoreffekten sjönk p.g.a. detta från 109 till 100 %.

Den bränsleskada som identifierades efter revisionen utvecklades till en sekundärskada under december. Anläggningen ställdes då av under ett antal dygn för att ersätta de skadade

elementen med nya bränsleelement.

Oskarshamn (OKG) Oskarhamn 1 (O1)

Den 24 januari drabbades O1 av snabbstopp. Orsaken till snabbstoppet var överfyllnad av golvbrunnar vid dränering av vatten efter ett prov. Anläggningen togs åter i drift den 26 januari.

Revisionsavställningen inleddes den 15 maj. Planerad återstart var den 4 juni. Några av de arbeten som genomfördes förutom det årliga bränslebytet var service och förebyggande underhåll på ventiler och drivdon. Uppstart efter revisionen påbörjades den 3 juni. Under uppstarten planerades mätningar av fasföljden från generatorn. I samband med dessa mätningar erhölls vid två tillfällen snabbstopp på anläggningen. Bägge orsakades av de

planerade mätningarna på generatorn. Vid ett tredje försök utfördes mätningarna utan

problem och man kunde efter detta fasa generatorn den 7 juni.

Analyser efter F1 händelsen 25 juli visade att O1:s konstruktionen av den avbrottsfria elförsörjningen var likartad den i F1 och F2. OKG tog då beslut om att ställa av O1, den 3 augusti var man kallt avställd. Efter omfattande utredningar genomfördes stora ombygg-nader för att förbättra och stärka skyddet av den avbrottsfri elförsörjningen. Återstarten skedde 20 januari 2007.

Oskarshamn 2 (O2)

Revisionsavställningen påbörjades 3 augusti, dvs. 10 dagar tidigare än planerat för att verifiera säkerheten efter F1 händelsen 25 juli. Förutom bränslebyte bytte man bl.a. två stycken stora transformatorer och huvudgenerator med kringutrustning. Konstruktions-problem med oljetillförsel till lager samt Konstruktions-problem med temperaturgivare till den nya generatorn medförde att anläggningen inte startades den 15 september som planerat, utan återstarten skedde först den 1 oktober.

I slutet på oktober ställdes anläggningen av en vecka för att åtgärda restpunkter på den nya generatorn samt åtgärda fel i drivdonsindikeringar och åtgärda ett mindre läckage i reaktor-inneslutningen. Den 17-20 november gjordes ytterliggare ett kortstopp för ombalansering av generatorn samt åtgärder pga. ångläckage på turbinsystemen.

I samband med periodiskt prov den 7 november på en av två gasturbiner uppstod ett start-blockerande fel. I direkt anslutning till inträffad händelse konstaterades att larm för hög olje-temperatur för generatorns huvudlager erhållits. Startblockeringen erhölls pga. felfungerande temperaturgivare. Givaren har skickats till leverantör för grundorsaksanalys. Händelsen klassades som nivå 1 på den 7-gradiga internationella INES-skalan.

Oskarshamn 3 (O3)

I mitten på mars månad indikerades en mindre bränsleskada på O3. Bränsleskadan var stabil ända fram till revisionsnedgång som gjordes den 25 juni.

Revisionen avslutades den 7 juli efter den kortaste revisionsavställning någonsin på O3. Förutom tillfälliga effektsänkningar, pga. en stoppad huvudcirkulationspump, problem med en tryckavsäkringsventil samt regelmässig provning var det lugn drift till den 28 oktober då en ny bränsleskada indikerades. O3 har för 2006 nått ett nytt produktionsrekord och

energiutnyttjningen har varit 96,2 %.

Ringhals (RAB) Ringhals 1 (R1)

Den 1 januari uppstod ett ångläckage på en husavsäkringsledning till en ventil i matarvatten-systemet. För att åtgärda detta togs en turbin ur drift och man gjorde en effektsänkning till 55 % reaktoreffekt. I slutet av april erhölls en störning vid inkoppling av ett mätinstrument som orsakade stopp på en av turbinerna, bortfall av en av inmatningsvägarna från 400 kV ställverket och delsnabbstopp på reaktorn. Efter felsökning kunde man återstarta och fasning till nät gjordes inom två timmar.

Viss effektreduktion gjordes tidvis i juli och augusti pga. hög havsvattentemperatur. Den 12 juli erhölls ett reaktorsnabbstopp pga. ångläckage som påverkade mätningen av matar-vattenflödet. Återstart skedde den 14 juli.

Revisionen inleddes den 25 augusti. Den planerade återstarten blev försenad pga. problem med nyinstallerade nedblåsningsventiler. Återstart skedde den 28 september. En kortvarig nedgång gjordes den 15 oktober för en underhållsåtgärd på en generator. Vid uppstart uppmärksammades en förändring av effektnivån. Matarvattenflödesmätningen undersöktes och en transmitter befanns ge felaktigt värde.

Ringhals 2 (R2)

Under våren reducerades effekten till 98,7 % på grund av att en mellanöverhettare tagits ur drift pga. ett internt läckage. Vid två tillfällen har fel uppstått i värmning i systemet för borinsprutning. Dessa har dock snabbt åtgärdats.

Revision genomfördes mellan den 20 juni och den 18 juli, då reparerades den

mellanöverhettare som varit ur drift under våren. Ett droppläckage, ca 20 ml/dygn, upptäcktes från inneslutningens bottenplatta under revisionen. SKI har godkänt drift under vissa

förutsättningar, kontinuerlig uppföljning och redovisning av läckaget samt genomförande av provprogram under hösten 2006.

Ringhals 3 (R3)

Revision genomfördes mellan den 26 maj och den 30 juni bl.a. gjordes byte av lågtrycks-turbinerna. Enligt ursprunglig plan skulle uppgång ske till 108 % efter revisionen. SKI hade dock begärt komplettering av säkerhetsredovisning, SAR, innan beslut om godkännande av provdrift kunde fattas. Därmed begränsades effekt även efter revisionen till ursprunglig effektnivå, 100 %. Under revisionen upptäcktes ett läckage från reaktorinneslutningen genom en felmonterad skalventil i en ledning till en tryckgivare. Händelsen klassades som nivå 1 på den 7-gradiga internationella INES-skalan. Uppgången efter revisionen fördröjdes pga. provdrift av de nya turbinerna vilket medförde avställning för balanseringsåtgärder m.m. 100 % reaktoreffekt nåddes den 8 juli men ett överslag i ställverk medförde behov av kortvarig nedgång för reparation av en frånskiljare den 10 juli.

Den 14 november exploderade en lokaltransformator och brand uppstod i den utströmmande oljan som spreds till det angränsande utrymme för huvudtransformator. Branden kunde släckas inom två timmar. Då de två skenor i anläggningen som matas av lokaltransformatorn blev spänningslösa startade anslutande dieslar automatiskt. Reaktorn snabbstoppade och alla säkerhetssystem fungerade som förväntat. Vid återstart av systemen konstaterades att en huvudkylvattenpump till en av turbinkondensorerna och en kylvattenpump till en mellan-kylkrets hade skadats i samband med kortslutningen. Efter en undersökning av berörda elsystem och byte av transformator och de skadade pumparna kunde reaktorn återstartas den 10 december. Händelsen klassades som nivå 1 på den 7-gradiga internationella INES-skalan.

Ringhals 4 (R4)

Den 24 februari åtgärdades två ventiler på turbinerna vilket medförde en tillfällig effekt-nedgång till 80 %. Ett kortvarigt fel uppstod i styrstavsindikeringssystemet beroende på ett felaktigt kretskort. Alternativa indikeringsmöjligheter fanns dock och den säkerhetsmässiga betydelsen bedömdes som liten. Vid två tillfällen har en dieselgenerator ställts av för kort-variga reparationsåtgärder. I övrigt har driften varit lugn vid full effekt. En trend av ökande läckage mellan primär- och sekundärsida i ånggeneratorerna har konstaterats sedan

föregående revision. Uppföljningen av detta har intensifierats. Läckaget är dock långt under aktuella gränsvärden. En återgång till den lägre pH-halt som man haft före revisionen genomfördes och har enligt preliminära bedömningar fått en positiv effekt.

Viss effektreduktion, ca 95 %, pga. hög havsvattentemperatur i juli. Revisionen genomfördes mellan den 3 augusti och 29 augusti, bl.a. gjordes en heliumläcksökning av ånggeneratorerna med hänsyn till det ökade internläckaget under året.

Fuktproblem i en generator medförde nedgång och avställning av denna 3 till 9 september för byte av rotor. Den 26 september skedde av misstag ett manuellt reaktorsnabbstopp i samband med provning av ett säkerhetssystem. Anläggningen återstartades samma dag.

3.

Teknik och åldrandefrågor

Kraven på anläggningarnas åldringshanteringsprogram utvidgas

De svenska kärnkraftanläggningarna blir äldre. De konstruerades under 1960- och 1970-talen. Den äldsta anläggningen, O1, togs i drift 1972 och den yngsta togs i drift 1985. Olika slag av åldringsaspekter måste därför beaktas och åldringsfenomen måste bevakas för att driften skall vara säker. Detta gäller särskilt i en situation då tillståndshavarna planerar att driva många av anläggningarna under längre tid än de ursprungligen var tekniskt konstruerade för, vilket är c:a 40 år.

När man talar om åldring av kärnkraftanläggningar avses vanligen åldring av sådana anord-ningar och komponenter och byggnadsstrukturer som ingår i barriärerna och i anlägg-ningarnas djupförsvar. Med denna typ av åldring menas då en process där de fysiska egenskaperna förändras i något avseende med tiden eller under användningen. För att hålla kontroll över den fysiska åldringen krävs därför en god framförhållning av tillståndshavarna med förebyggande åtgärder, genom t.ex. utbyte av skadekänsliga delar, samt ingående över-vakning och återkommande kontroll av anläggningarnas barriärer och system i djupförsvaret med efterföljande avhjälpande reparationsåtgärder då skador eller andra försämringar

upptäcks. Därtill krävs validerade modeller för analys och säkerhetsvärdering av sådana skador som avses att lämnas kvar under viss tid utan reparations- eller utbytesåtgärder. Frågor om fysisk åldring av kärnkraftanläggningar får också alltmer uppmärksamhet inter-nationellt. I många länder har det införts tydligare krav på att det skall finnas åldrings-hanteringsprogram (Ageing Management Programmes) för en mer systematisk ledning och styrning av de åtgärder som behövs för att hålla kontroll över åldring. SKI har infört mot-svarande skärpta krav på åldringshantering i föreskrifterna, SKIFS 2004:1, om säkerhet i kärntekniska anläggningar. Enligt föreskrifternas övergångsbestämmelser fick berörda tillståndshavare tid fram till utgången av 2005 för att ta fram heltäckande åldringshanterings-program.

Ett program för hantering av åldersrelaterade försämringar och skador enligt krav i SKI:s föreskrifter är ett program som knyter samman och samlat visar hur dessa frågor hanteras vid en anläggning. I programmet ingår således även andra vid anläggningen tillämpade program som underhållsprogram, program för återkommande kontroll, kvalificerings- och miljöupp-följningsprogram m.m. Detta synsätt har, som framgår av SKI:s utredning rörande åldrings-hanteringsprogram3, även stöd internationellt, t.ex. i riktlinjer från det internationella atom-energiorganet IAEA4 och i de europeiska myndigheternas s.k. referenskravnivåer framtagna inom WENRA5. Detta innebär att ett program för hantering av åldersrelaterade försämringar och skador behöver omfatta alla byggnadsdelar, system, komponenter och anordningar av betydelse för säkerheten vid en anläggning.

3

Åldringshanteringsprogram – Behov och innehåll. Utredningsrapport. Statens kärnkraftinspektion 2006-09-07. 4

Implementation and review of a nuclear power plant ageing management programme. Safety Reports Series No.15. International Atomic Energy Agency. Vienna 1999.

5

Harmonization of reactor safety in WENRA countries. Report by WENRA reactor harmonization group. January 2006.

För att få tillräcklig styrning, ledning, koordinering och uppföljning av en anläggnings åldringshantering behöver denna verksamhet ingå i ledningssystemet på ett tydligt sätt. Detta gäller särskilt med hänsyn till att verksamheterna sker inom olika organisationsdelar och ut-förs av olika personalkategorier. De övergripande processerna ställer särskilda krav på sam-ordning, tydlig ansvars- och befogenhetsfördelning mm. Av samma skäl är det också nöd-vändigt att komplettera reaktorernas säkerhetsredovisningar med uppgifter om organisationen och principerna för ledning och styrning av hanteringen av åldersrelaterade försämringar och skador.

Med dessa utgångspunkter har SKI under 2006 granskat redovisade program för åldrings-hantering och funnit att kompletteringar och förbättringar behövs i varierande grad. SKI har därför beslutat förelägga reaktoranläggningar att genomföra nödvändiga kompletteringar av både program och ledningssystem för att få till stånd effektiv, heltäckande och ändamålsenlig åldringshantering.

Skadeutvecklingen i stort och påverkande faktorer

Mekaniska anordningar i barriärer och i djupförsvaret

Omfattande utbyten av delar som visat sig vara skadekänsliga har genomförts vid de svenska kärnkraftsreaktorerna. Många av dessa utbyten har gjorts i förebyggande syfte efterhand som fördjupade kunskaper byggts upp av skadeorsaker och skademekanismer. I andra fall har utbyten skett när skador inträffat. Under 2006 har förhållandevis få nya skador och brister upptäckts. Tidigare identifierade problemområden har följts upp och analyserats.

SKI följer fortlöpande skadeutvecklingen i de mekaniska anordningar och byggnadsstrukturer som ingår i anläggningarnas barriärer och djupförsvar. SKI följer också upp anläggningarnas program för att bevaka åldring av elkablar och instrument. I denna uppföljning ingår både samlade utvärderingar av skadeutvecklingen i stort och utvecklingen för respektive anlägg-ning. Dessutom ingår att följa upp hur olika skademekanismer uppträder.

Den samlade utvärderingen, som omfattar alla skadefall i mekaniska anordningar sedan den första anläggningen togs i drift, bekräftar att vidtagna skadeförebyggande och

skade-avhjälpande åtgärder har haft avsedd effekt. Denna slutsats gäller även när de skadefall som inträffat fram till utgången av år 2006 beaktas. Som framgår av diagram 1 nedan finns ingen tendens till ökning av antalet skadefall i takt med att anläggningarna blir äldre. Den samlade utvärderingen visar också att merparten av hittills inträffade skador har upptäckts i tid genom de återkommande kontrollerna innan säkerheten har påverkats. Endast en liten del av alla skador har lett till läckage eller andra allvarligare förhållanden till följd av sprickor och annan degradering som förblivit oupptäckta.

Det är huvudsakligen olika slag av korrosionsmekanismer som givit upphov till de skadefall som inträffat, se diagram 2. Dessa står för ca 30 % av fallen med interkristallin spännings-korrosion som den vanligast förekommande skademekanismen följt av erosionsspännings-korrosion. Spänningskorrosion är en mekanism som främst uppträder i rostfria austenitiska stål och nickelbaslegeringar då de utsätts för dragspänningar och korrosiva miljöer. Materialens känslighet för skador beror dels på deras kemiska sammansättning, dels på vilka värme-behandlings- och bearbetningsoperationer som skett under tillverkning och installation i

skadepåverkande faktorer, och hur dessa samverkar, är kunskaperna ännu inte tillräckligt ingående för att helt kunna undvika problemen eller fullt ut kunna förutse vilka av de befintliga anläggningsdelarna som kan skadas.

Medan spänningskorrosionsskadorna oftast uppträtt i primära rörsystem och i säkerhetssystem förekommer erosionskorrosion vanligen i mer sekundära delar, såsom ång- och turbindelar. Termisk utmattning, som är den tredje vanligast skadeorsakande mekanismen (och svarar för ca 10 % av fallen) har huvudsakligen uppträtt i primära rörsystem och i säkerhetssystem. Den positiva utvecklingen, där antalet skadefall inte ökar i takt med att anläggningarna blir äldre, kräver fortsatt hög ambitionsnivå i det förebyggande underhålls- och utbytesarbetet. SKI kommer därför att fortsätta driva på tillståndshavarna att bibehålla en hög ambitionsnivå och en god beredskap för att utvärdera och bedöma skador när de upptäcks.

SKI följer även upp tillståndet hos reaktortryckkärlen. Krav finns i SKI:s föreskrifter SKIFS 2005:2 om mekaniska anordningar, dels på återkommande oförstörande provning av material och svetsförband i reaktortryckkärlen, dels på återkommande hållfasthetsprovning av reaktor-tryckkärlsmaterial. De senare provningarna innebär att bestrålade provstavar som monterats i tryckkärlen tas ut vid enligt särskilda program som SKI har godkänt och genomgår bland annat slagseghetsprovning för kontroll av seghet och omslagstemperatur mellan segt och sprött brott. Dessa data ligger sedan till grund för fastställande av de högsta tillåtna gräns-värde för reaktortryck vid olika temperaturer (s.k. HTG) som skall tillämpas under drift av reaktorerna. SKI ser för närvarande inga tendenser till bestrålningsförsprödning av materialen i reaktortryckkärlen.

Reaktorinneslutningar

Det krävs också fortsatta utrednings- och utvecklingsinsatser för att få en fullgod bevakning av åldersrelaterade skador som kan försämra reaktorinneslutningarnas och de andra byggnads-strukturernas säkerhet. De skador och försämringar som inträffat visar att dessa

huvud-sakligen har orsakats av brister i samband med uppförandet eller vid senare anläggnings-ändringar. Denna typ av skador har observerats i bl.a. Barsebäck 2, Forsmark 1, Oskarshamn 1, Ringhals 1 och Ringhals 2. Det är i första hand korrosionsskador i inneslutningarnas metalliska delar som har inträffat. Liknande erfarenheter finns internationellt. Med hänsyn till svårigheterna att tillförlitligt kontrollera reaktorinneslutningarna och andra vitala byggnads-strukturer är det enligt SKI angeläget att tillståndshavarna fortsätter att studera möjliga åldrings- och skademekanismer som kan påverka delarnas integritet och säkerhet.

SKI fortsätter också med egen utredning och forskning kring skador och annan degradering som kan påverka reaktorinneslutningarna. Mekanismer som kan påverka själva betongdelarna är bl.a. kemiska reaktioner, urlakning, sulfatangrepp, cementballastreaktioner och

karbonatisering. När det gäller dessa skademekanismer visar SKI:s egna utredningar och hittills genomförd forskning att miljöbetingelserna i svenska inneslutningar är sådana att risken för olika miljöbetingade skador eller andra försämringar av betongdelarna generellt sett är liten. Å andra sidan visar de inträffade skadorna att avvikelser från ritningsenligt utförande har lett till skador i ett senare skede. Därför kan risken för olika skademekanismer inte enbart baseras på driftmiljöbetingelserna och den nominella konstruktionen, utan måste också bedömas mot bakgrund av de rapporterade skadorna.

SKI.s utrednings- och forskningsarbete omfattar därför också frågor om dels vilka kontroll-program och kontrollmetoder som behöver utvecklas för att kunna möta eventuella hot mot inneslutningarnas täthet och integritet i tid, dels ytterligare analysmetoder som bör utvecklas för att mer ingående kunna bedöma tålighet och täthet under olika störnings- och haveri-förlopp. Resultaten av hittills genomförda utredningar har lett till att SKI skärpt kraven på återkommande kontroll av metalliska delar i reaktorinneslutningarna. Dessa skärpningar har gjorts genom kompletteringar av föreskrifterna, SKIFS 2005:2, om mekaniska anordningar i kärntekniska anläggningar. De skärpta kraven på kontroll av reaktorinneslutningsdelar trädde i kraft den 1 juli 2006. SKI planerar ytterligare utvidgning och skärpning av föreskrifterna till att även omfatta betongdelarna.

Instrumenterings- och övervakningsutrustning

Under de senaste åren har åldring av instrumenterings- och reglersystem kommit att uppmärk-sammas alltmer, både i Sverige och internationellt. Åldringsfenomenen hos denna typ av komponenter skiljer sig mycket från de typer av åldring av material och strukturer som beskrivits ovan. En anledning är att denna typ av komponenter ofta är utbytbara, och därför byts ut om de upptäcks med fel, utan att åldringsfrågan hamnar i fokus. En viss del upptäckta fel på komponenter av denna typ uppträder också kort tid efter installationen, så kallad ”infant mortality”. Den fortsatta utvecklingen beror på vilken typ av komponent eller system det är fråga om. Då instrumenterings- och reglersystem innefattar såväl sensorer, transmittrar, visare/system för att representera mätdata skiljer sig naturligtvis förutsättningarna och därmed möjliga degraderingsmekanismer mycket åt. Olika typer av försämringar av en komponents fysikaliska egenskaper som beror på de påfrestningar komponenten varit eller är utsatt för och som på något sätt även är tidsberoende.

En annan typ av åldring, och för instrumenterings- och reglersystem mycket viktig sådan, är något som ofta kallas ”teknologisk åldring”. Det betyder att system och komponenter på grund av teknikutvecklingen blir obsoleta och därmed svåra att ersätta eller att

kompatibilitetsproblem tillstöter; det vill säga det blir svårt att bara byta ut en begränsad del. Utvecklingen och den ökande användningen och inte minst den förväntade ökade

användningen av digital utrustning, ”smarta” sensorer och så vidare påverkar naturligtvis denna situation. Ytterligare en aspekt som kan vara relevant att beakta när det gäller

instrumenterig är något som kan kallas ”funktionell åldring”. Med det menas att ett mät- eller övervakningssystem har blivit ”överspelat” på grund av andra förändringar i anläggningen. Förhållandena har helt enkelt förändrats på ett sådant sätt så att ett mätsystem inte längre ger information om det som förutsattes vid införandet. Ett exempel är den typ av

läckage-detektering som förlitar sig på mätning av gasformig aktivitet i inneslutningsatmosfären. Dessa system bygger i vissa fall på en högre aktivitet i kylvattnet än vad som idag är normalt förekommande, och kan alltså inte sägas ha den funktionalitet som de ursprungligen ägde.

El-utrustning

Till skillnad från mekaniska anordningar och byggnadsstrukturer kan tillståndet hos elkablar normalt inte följas upp genom återkommande kontroll och provning. I dessa fall gäller det istället att kvalificera kablar och utrustning genom särskilda utprovningsprogram för att säker-ställa att utrustningen fungerar som avsett under hela den tänkta användningstiden.

under haveriförhållanden samt då ta hänsyn till de mekanismer som kan påverka bl.a. använda polymera material.

De avgörande miljöfaktorerna är vanligen hög temperatur och joniserad strålning. Även hög luftfuktighet och vibrationer kan ha stor inverkan på åldringen av elkablar och annan

elutrustning. Frågor om hur dessa miljöfaktorer skall simuleras vid de accelererade prov som ingår i kvalificeringsprogrammen har varit föremål för omfattande diskussioner under lång tid. Olika nationella och internationella standarder för kvalificering av elutrustning skiljer sig åt när det gäller vilka accelerationsfaktorer som kan eller bör användas. Vid t.ex. åldring på grund av joniserad strålning rör diskussionerna hur höga doshastigheter som kan tillåtas vid accelererade prov utan att riskera att nedbrytningen blir mindre än vad som kan uppkomma i de miljöer där utrustningen sedan skall användas.

När det gäller situationen i de svenska kärnkraftsreaktorerna har SKI tidigare krävt

information om anläggningarnas hantering av åldringsfenomen och miljökvalificering. SKI:s granskning av hittills redovisat underlag visar att dessa frågor i stort hanteras på ett tillfreds-ställande sätt av tillståndshavarna men att de behöver genomföra vissa kompletterande utred-ningar. Denna fortsatta hantering hos tillståndshavarna kommer att följas upp genom via de i SKIFS 2004:1 föreskrivna åldringshanteringsprogrammen.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1971 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 År T o ta l an ta l s k ad or 0 2 4 6 8 10 12 14 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 Driftår Ge no m s ni tt li g t a n ta l s k a d e fa ll pe r a n lä gg ni ng 24 27 25 24 21 35 31 21 31 31 Barsebäck 1 Barsebäck 2 Forsmark 1 Forsmark 2 Forsmark 3 Oskarshamn 1 Oskarshamn 2 Oskarshamn 3 Ringhals 1 Ringhals 2

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 Interk ristal lin s pänn ings korro sion Eros ions korros ion Term isk utm attn ing Vibr ation sutma ttni ng Allm ännk orros ion Tran skrist allin spän ning skor rosio n Anna n sk adem ekan ism Ej k larla gd s kad emek anis m

Diagram 2. Andelen skadefall fördelat på de olika bakomliggande skademekanismerna.

(I ”annan skademekanism” ingår skadefall som orsakats av korngränsangrepp korrosionsutmattning och mekaniska skador.)

Uppföljning av skadade ånggeneratortuber

Nickelbaslegeringar har varit ett relativt vanligt konstruktionsmaterial i

kärnkrafts-anläggningar runt om i världen, men som har visat sig vara känsligt för spänningskorrosion. Detta gäller speciellt legeringen Alloy 600 och svetsvarianten av materialet, benämnd Alloy 182. Omfattande åtgärder har vidtagits vid de svenska kärnkraftreaktorerna för att ersätta dessa skadekänsliga material med andra och mindre skadekänsliga material. Exempel på kvarvarande problem med spänningskorrosion i nickelbaslegeringar är ång-generatortuberna i Ringhals 4. Dessa tuber är tillverkade av Alloy 600 och utgör en stor del av det tryckbärande primärsystemet i dessa anläggningar. Skadeutvecklingen följs därför noga upp genom omfattande årliga provningar och andra undersökningar i enlighet med SKI:s krav. Årets kontroller har liksom tidigare bl.a. omfattat skadedrabbade delar vid tubplattan, stödplåtskorsningar, förvärmardelar och s.k. U-böjar. Ytterligare ett antal tuber med

indikationer på spänningskorrosionssprickor vid tubplattan detekterades liksom mindre tillväxt av tidigare konstaterade sprickor. Under årets uppföljande kontroller upptäcktes inga tuber med nya defekter i det s.k. U-böjsområdet.

Tuber med skador av så begränsad omfattning att det finns betryggande marginaler mot brott och uppfläkning har behållits i drift i Ringhals 4. Skadade tuber där marginalerna var

otillräckliga åtgärdades genom att pluggar monterades in i tubändarna för att ta tuberna ur drift och därmed förhindra fortsatt spricktillväxt. Under året pluggades totalt 49 stycken tuber. Det totala antalet ånggeneratortuber som är ur drift i R4 motsvarar nu 3,03 % av det totala antalet tuber.

Inom RAB har beslut tagits att byta ut de skadade ånggeneratorerna i R4. Utöver de

säkerhetsmässiga och underhållsmässiga vinsterna med ett sådant byte skulle åtgärden även ge förutsättningar för en höjning av den termiska effekten vid R4. RAB planerar att

genomföra en sådan höjning.

Ringhals 2 och 3 har som framgått ovan bytt ånggeneratorer till nya av delvis annan konstruktion och med tuber tillverkade av mindre sprickkänsligt material. Vid de åter-kommande kontroller som gjorts har det inte observerats några tecken på miljöbetingade skador. Drifterfarenheterna hittills av de nya ånggeneratorerna, som installerades 1989 i R2 och 1995 i R3, är således fortfarande goda. Mindre nötningsskador har dock observerats på ett par tuber. Dessa nötningsskador tros ha orsakats av främmande föremål som funnits på sekundärsidan i ånggeneratorerna.

Utveckling och optimering av kontrollprogram

Återkommande kontroll av mekaniska anordningar och byggnadsstrukturer är en viktig del i anläggningarnas djupförsvar för att fånga upp skador och annan försämring i tid innan säker-heten påverkas. Kontrollerna syftar även till att återkommande bekräfta vitala anläggnings-delars tillstånd, och att de egenskaper och förutsättningar som ligger till grund för

konstruktionens förfarande gäller.

Enligt SKI:s föreskrifter (SKIFS 2005:2) skall de återkommande kontrollernas omfattning och inriktning styras av relativa riskerna för kärnbränsleskador, utsläpp av radioaktiva ämnen, oavsiktlig kedjereaktion och försämring av säkerhetsnivån i övrigt till följd av sprickbildning eller annan degradering. För den praktiska tillämpningen av dessa bestämmelser har de svenska anläggningarna sedan slutet av 1980-talet använt en kvalitativ riskmodell. Det är en riskmodell med indikatorer som kvalitativa mått på sannolikheten för att sådan sprickbildning eller annan degradering skall uppkomma i aktuell del respektive sannolikheten för att

degraderingen skall orsaka kärnbränsleskador eller annan försämring av säkerhetsnivån. Denna kvalitativa riskmodell för styrning av kontrollernas inriktning har visat sig vara förhållandevis effektiv att fånga upp skador i vitala anläggningsdelar i ett tidigt skede innan säkerheten påverkas. Som framgått i avsnittet med den samlade bedömningen av skade-utvecklingen har merparten av hittills inträffade skador upptäckts i tid genom de åter-kommande kontrollerna. Endast en liten del av alla skador har lett till läckage eller andra allvarligare förhållanden till följd av sprickor och annan degradering som förblivit oupptäckta. Under de senaste åren har man vid såväl svenska som utländska anläggningar visat ett allt större intresse för att optimera kontrollprogrammen med hjälp av kvantitativa riskorienterade modeller. I dessa modeller kombineras probabilistiska brottmekaniska modeller och

probabilistiska anläggningssäkerhetsanalyser. Med hänsyn till att de främsta drivkrafterna för tillämpning av dessa modeller är att minska kontroll- och provningskostnaderna, är det

nödvändigt för SKI att förvissa sig om att förändringarna sker utan att riskerna för härdskador och utsläpp av radioaktiva ämnen ökar. SKI har därför, liksom systermyndigheterna i de andra länder där modellerna börjat tillämpas, ställt strikta kvalitetskrav på indata till modellerna och krav på validering av modellerna som sådana.

SKI har under 2006 färdigställt en förnyad granskningen av ett förslag från Ringhals AB att få använda ett kontrollprogram för rörsystemen i Ringhals 2, baserat på ett riskinformerat provningsurval (RIVAL) enligt en procedur utvecklat av Westinghouse Owners Group (WOG). SKI konstaterar att arbetet med tillämpning av denna procedur allmänt sett har givit en bra genomlysning av de risker anläggningens olika passiva mekaniska anordningar representerar. SKI har emellertid också haft kritiska synpunkter på Ringhals AB:s

ursprungliga underlag enligt WOG-proceduren beträffande bl.a. kriterier för förekomst av olika skademekanismer, validering av den använda probabilistiska brottmekaniska modellen, modellen för stickprovsurval och avsaknad av en metodik för att ta hand om riskkutstickare (s.k. risk outliers). SKI har beslutat om ett antal förutsättningar för den vidare användningen och utvecklingen av RIVAL-tillämpningar i Ringhals 2. Motsvarande omläggning av de nu använda kontrollprogrammen i Ringhals 3 och Ringhals 4 mot RIVAL-tillämpningar förutses under 2007.

Utredning av radiologiska omgivningskonsekvenser vid störningar och haverier

I samband med SKI:s bedömningar och ställningstagande till de senaste årens händelser med vattenläckage från reaktorinneslutningar har frågor väckts om analysförutsättningar och referensvärden för radiologiska omgivningskonsekvenser vid vissa störningar samt

konstruktionsstyrande haveriförlopp. Dessutom har frågor om säkerhetsanalyser aktualiserats i samband med översyn av kärnkraftsreaktorernas säkerhetsredovisningar och ansökningar om höjning av den termiska effekten vid flera reaktorer.

Frågorna om analysförutsättningar och referensvärden gäller för händelser som hänförs till händelseklasserna förväntade händelser, ej förväntade händelser och osannolika händelser vilka enligt SKI:s föreskrifter, SKIFS 2004:2 om konstruktion och utförande av kärnkrafts-reaktorer betecknas H2, H3 och H4. För normala drifthändelser, H1, gäller enligt SSI:s föreskrifter (SSIFS 2000:12) att den effektiva dosen till någon individ i den kritiska gruppen av ett års luft- och vattenutsläpp av radioaktiva ämnen från alla anläggningar belägna inom samma geografiskt avgränsade område inte skall överstiga 0,1 millisievert (mSv). För mycket osannolika händelser, H5-händelser, (ibland benämnda svåra haverier) gäller regeringsbeslut från den 15 oktober 1981 om filtrerad tryckavlastning för Barsebäcksverket och från den 27 februari 1986 för de övriga kärnkraftverken. Enligt dessa regeringsbeslut skall vissa riktlinjer tillämpas för de åtgärder som skall vidtas för att begränsa utsläppen vid svåra reaktorhaverier. Riktlinjerna kan anses vara uppfyllda om ett utsläpp begränsas till maximalt 0,1 % av

härdinnehållet av cesiumisotoperna 134 och 137, ädelgaser undantagna, i en reaktorhärd av Barsebäcks storlek, dvs. 1800 MW termisk effekt, förutsatt att övriga nuklider av betydelse ur markanvändningssynpunkt avskiljs i motsvarande proportion som cesium.

För händelser och händelseförlopp som hänförs till klasserna H2, H3 och H4 finns inga tydliga svenska krav vad avser referensvärden, och analysförutsättningar. SKI och SSI har därför genomfört en gemensam utredning för att få fram underlag om analysförutsättningar och referensvärden som täcker H2-, H3- och H4-händelser. Utredningsrapporten6 redovisar bakgrund, överväganden och förslag beträffande analysförutsättningar och referensvärden för radiologiska omgivningskonsekvenser vid störningar och haverier. Utredningen har omfattat en genomgång av gällande kravbild i Sverige och USA, genomgång av vissa resultat från de analyser som finns i anläggningarnas säkerhetsredovisningar (SAR) samt en översiktlig

6

Radiologiska omgivningskonsekvenser vid störningar och haverier i kärnkraftreaktorer. Förslag till referensvärden och analysförutsättningar” av den 6 december 2006 (SKI 2006/573, SSI 2006/1759-250)

internationell jämförelse av tillämpade analys- och acceptanskriterier. I utredningen har det också ingått att ta fram förslag till en metod som kan användas som grund för svenska

referensvärden samt att belysa väsentliga analysförutsättningar och vilka krav som bör ställas på metoder för beräkning av spridning av aktivitet vid haveriutsläpp av radioaktiva ämnen. Den genomgång som utredningen gjort av de omgivningskonsekvensanalyser som finns i de svenska kärnkraftsreaktorernas säkerhetsredovisningar har visat att det finns en relativt stor variation mellan reaktorerna i gjorda antaganden och beräkningsförutsättningar. Detta gäller såväl antagen frigörelse av fissionsprodukter från bränsle och förloppet i inneslutningen som i viss mån metodik och antaganden för dosberäkningar. Mot bakgrund av denna omständighet och den förbättrade kunskapen om haveriförloppet och radiologiska källtermer anser

utredningsgruppen att det är motiverat att föreslå dels generiska analysförutsättningar som behöver beaktas av tillståndshavarna, dels någon form av referensvärden som kan användas vid analys av kapaciteten hos en anläggnings barriärer och djupförsvar att förebygga

radiologiska olyckor.

För att bibehålla barriärernas robusthet, anser utredningsgruppen att omgivningskonsekven-serna också i fortsättningen behöver analyseras för två typer av fall, ett realistiskt och ett konservativt (hypotetiskt). Detta gäller främst reaktorinneslutningar med höga täthetskrav. Det är också viktigt att få en så god uppfattning som möjligt om kapaciteten hos barriärerna och djupförsvaret att förebygga radiologiska olyckor och lindra konsekvenser.

Såväl frigörelse av fissionsprodukter från bränsle som den interna och externa källtermen för det realistiska fallet bör bestämmas med hjälp av en realistisk, ”best-estimate”- analys av haveriförloppet. Analysen bör genomföras med bästa tillgängliga metoder och med

användning av det aktuella kunskapsläget. Uppskattning av osäkerheter behöver genomföras med avseende på analysmodeller, analysmetoder och antagna indata och parametrar. Bland annat skall tillåtna gränsvärden angivna i säkerhetstekniska föreskrifter för relevanta parametrar användas.

När det gäller det konservativa fallet anser utredningsgruppen att de analysförutsättningar US NRC tagit fram även bör tillämpas fortsättningsvis. Därigenom bibehålls höga krav på

inneslutningarnas täthet, både för de s.k. konstruktionsstyrande händelserna (H4-händelser) och för inledande faser av svåra haveriförlopp (H5-händelser) innan sprängblecken brister och de tryckavlastande haverifiltren aktiveras.

SKI och SSI kommer inom kort att inom sina respektive ansvarsområden att fatta beslut om de förutsättningar och de referensvärden som skall tillämpas av tillståndshavarna i deras arbete med deterministiska säkerhetsanalyser.